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Opciones de mejora Flujo Pozos Gas

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Lecciones aprendidas
De los socios de Natural Gas STAR
Opciones para retirar fluido acumulado y
mejorar el flujo en los pozos productores de
gas
Resumen
Cuando son terminados por primera vez, muchos pozos de
gas natural tienen suficiente presión de reservorio como
para hacer fluir los fluidos de formación (agua e
hidrocarburos líquidos) a la superficie junto con el gas
producido. En tanto la producción de gas continúa, la
presión del reservorio declina, y, en tanto la presión
declina, la velocidad del fluido en la tubería de producción
decrece. Eventualmente, la velocidad del gas hacia arriba
ya no es suficiente como para llevar las gotas a la
superficie. Los líquidos se acumulan en la tubería de
producción, creando una caída de presión adicional,
volviendo más lenta la velocidad del gas, y elevando la
presión en el reservorio que rodea los punzados de pozos y
el interior de la tubería de revestimiento. Cuando la
presión en el fondo del pozo se aproxima a la estática del
reservorio, el flujo de gas se detiene y todos los líquidos se
acumulan en el fondo de la tubería de producción. Un
enfoque común para restaurar el flujo temporariamente es
ventear el pozo a la atmósfera (well “blowdown”), lo cual
produce emisiones sustanciales de metano. El documento
U.S. Inventory of Greenhouse Gas Emissions and Sinks
1990—2008 estima que se ventean anualmente 9.6 billones
de pies cúbicos (Bcf) de emisiones de metano de pozos de
gas de baja presión.
En las diferentes etapas de la vida de un pozo de gas
pueden utilizarse distintas alternativas para mover los
líquidos acumulados hacia la superficie en lugar de
venteos repetidos. Estas opciones incluyen:
 Agentes espumantes o surfactantes
 Velocidad de producción en la tubería
 Sistema de aspiración de émbolo, operado
manualmente o con automatización “inteligente”.
 Bombas en el fondo del pozo, incluyendo las
reciprocantes (de balancín) y las rotativas (de cavidad
progresiva).
Los socios de Natural Gas STAR informan de reducciones
Beneficios económicos y ambientales
Método para reducir
pérdidas de gas natural
Volumen de
ahorro de gas
natural y
aumento de
producción1
(Mcf/pozo/año)
Valor de ahorros de gas natural y
de aumento de producción
(Mcf/pozo/año)
$3 por
Mcf
$5 por
Mcf
$7 por
Mcf
500 – 9,360
$1,500 $28,080
$2,500 $46,800
$3,500 $65,520
Instalación de tubería de
velocidad
9,285 – 27,610
$27,855 $82,830
$46,425 $138,050
Controles inteligentes
automáticos para el
sistema de aspiración de
eembolo2
800 – 1,4632
$2,400 $4,389
Instalación de bombas
de varillas y unidades de
bombeo2
973 – 2,0402
$2,919 $6,120
Uso de agentes
espumantes
Costo de
implementación
Retorno del proyecto (años)
1
(2010 $/Pozo)
$3 por
Mcf
$5 por
Mcf
$7 por
Mcf
$500 - $9,880
0a7
0a4
0a3
$64,995 $193,270
$7,000 - $64,000
0a3
0a2
0a1
$4,000 $7,315
$5,600 $10,241
$5,700 - $18,000
1a8
1a5
1a4
$4,865 $10,200
$6,811 $14,280
$41,000 - $62,000
6 a 22
4 a 13
3 a 10
1Basado
2DNo
en resultados informados por socios del Programa Natural Gas STAR
incluye el aumento de producción de gas. Incluye sólo el ahorro potencial de gas que surge de evitar venteos
1
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
importantes en las emisiones de metano y de beneficios
económicos al implementar una o más opciones de
elevación para retirar los líquidos acumulados en los pozos
de gas. No sólo se reducen o eliminan las emisiones de
metano venteadas, sino que estas técnicas brindan el
beneficio adicional del aumento de producción.
 Cerrar el pozo para permitir que la presión del fondo
se incremente.
 Swabbing (pistonear) el pozo para retirar fluidos
acumulados,
 Ventear el pozo a la atmósfera (well blowdown),
Evitando o reduciendo las purgas, los socios informan de
ahorros anuales en emisiones de metano que van desde
500 mil pies cúbicos (Mcf) por pozo a más de 27,000 Mcf/
pozo. El beneficio del aumento de producción de gas
variará considerablemente entre los pozos individuales y
los reservorios, pero puede ser sustancial. Por ejemplo, se
ha informado que el aumento de producción con
posterioridad a la instalación de un sistema de aspiración
de émbolo llegó a 18,250 Mcf por pozo.
Fundamentos tecnológicos
La mayoría de los pozos de gas tendrán carga líquida en
algún momento durante la vida productiva del pozo.
Cuando esto ocurre, el curso de acción normal para
mejorar el flujo de gas incluye:
Soluciones para ‘No emisiones’ para las cargas líquidas en los pozos de gas:
 Agentes espumantes/ Surfactantes
–
Bajo costo/ bajo volumen de dosificación
–
Aplicación temprana en declinación de producción, cuando la
presión de fondo no tiene suficiente velocidad para elevar
gotas de líquidos
 Tubería de velocidad
–
Bajo mantenimiento y efectivo para bajos volúmenes a elevar
–
Algo caro para para adquirir e instalar
–
A menudo aplicado en combinación con agentes espumantes
 Instalar un sistema de levantamiento artificial
(artificial lift)
El pistonear (swabbing) y purgar (blowing down) un pozo
para restaurar la producción temporariamente puede
ventear emisiones de metano significativas, desde 80 a
1600 Mcf/año por pozo. El proceso debe repetirse ya que los
fluidos se reacumulan, resultando en emisiones de metano
adicionales. Los operadores deben esperar hasta que el
venteo de pozo se vaya tornando cada vez más inefectivo
antes de instalar algún tipo de artificial lift. En este punto,
las emisiones de metano acumuladas del pozo podrían ser
sustanciales.
Los socios de Natural Gas STAR han descubierto que
aplicar opciones de levantamiento artificial temprano en la
vida de un pozo brinda ahorros de emisiones significativos
y beneficios económicos. Cada método de elevación (lifting)
tiene ventajas y desventajas a la hora de prolongar la vida
económica de un pozo. Los ahorros de gas y reducciones de
las emisiones de metano que resultan de reducir o eliminar
el venteado variarán para cada pozo dependiendo de la
presión operativa de la línea de flujo, presión del
reservorio, volumen de líquido, gravedad específica y del
número de purgas (blowdowns) eliminado.
Ilustración 1: Agente espumante líquido
 Sistema de aspiración de émbolo
–
Larga duración
–
Menos caro de instalar y de operar que una unidad de bombeo
–
A menudo no puede producir un pozo a su límite económico
(abandono).
–
Exigente para operar en forma efectiva, requiere de más tiempo y experiencia para manejarlo.
 Unidades de bombeo mecánico
–
Pueden aplicarse para remover volúmenes de líquido mucho
mayores que con un sistema de aspiración de émbolo.
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, inc.
2
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
Opciones de remoción de fluidos para pozos de gas
Agentes espumantes
El uso de la espuma producida por surfactantes puede ser
efectivo para pozos de gas que acumulan líquido a
promedios bajos (Ilustración 1). La espuma reduce la
densidad y la tensión de superficie de la columna de fluido,
lo cual reduce la velocidad crítica de gas necesaria para
elevar los fluidos a la superficie y ayuda a la remoción de
líquidos del pozo. Comparado con otros métodos de
levantamiento artificial, los agentes espumantes son uno
de los recursos más baratos para descargar los pozos de
gas. Los agentes espumantes funcionan mejor si el fluido
en el pozo es de al menos 50% de agua. Los surfactantes no
son efectivos para líquidos de gas natural o para
hidrocarburos líquidos.
Ilustración 2: Lanzador de jabón con controlador automático
Supply Gas
Regulator
Supply Gauge
Drip Pot
Junction Box
Vent Valve
Pressure
Transducer
Las bombas eléctricas pueden ser alimentadas con
corriente AC. si está disponible, o por energía solar para
cargar las baterías. Otras bombas posibles son las
mecánicas que son accionadas por el movimiento de otra
pieza de equipo, o las neumáticas, accionadas por presión
de gas. Los distintos tipos de bomba tienen diferentes
ventajas con respecto a confiabilidad, precisión, operación
remota, simplicidad, mantenimiento, frecuencia, eficiencia,
y compatibilidad de equipos.
Velocidad de Producción en la Tubería (Tubería de
Velocidad)
La velocidad a la cual el gas fluye a través de los caños
determina su capacidad para elevar líquidos. Cuando la
velocidad de flujo del gas en un pozo no es suficiente para
mover los fluidos del reservorio, los líquidos se acumularán
Launch Button
Access
o “jabón”, una bomba de inyección, una válvula de motor
con un temporizador (dependiendo del diseño de la
instalación), y una fuente de energía para la bomba
(Ilustración 2). No se necesita equipo en el pozo, si bien los
agentes espumantes y la velocidad de producción en la
tubería pueden ser más efectivos cuando se los usa en
forma combinada.
Ilustración 3: Tubería de Velocidad
Bypass,
Equalizer
Entrained Liquids
Actuated
Valve
Valve
Controller
Production Tubing
Production Packer
Gas Flow
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
Los surfactantes se aplican al pozo como barras de jabón o
como un líquido inyectado directamente en el espacio
anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de
producción o por capilaridad hacia abajo de la sarta de la
tubería de producción. Para pozos poco profundos, la
aplicación puede se tan simple como el operador virtiendo
surfactante hacia el espacio anular del pozo a través de
una válvula abierta. Para pozos profundos, un sistema de
inyección de surfactantes requiere de la instalación de
equipo de superficie, así como de un seguimiento regular.
El mencionado equipo incluye un recipiente de surfactante
Coiled Tubing
Velocity String
Perforations
Wellbore Liquids
Float Shoe
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, inc.
3
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
en la pared de la tubería de producción y terminarán
bloqueando el flujo de gas del reservorio. Una opción para
vencer la carga líquida es instalar una tubería de
producción de diámetro menor , también llamado tubería
de velocidad. El área de la sección transversal del conducto
a través del cual se produce el gas determina la velocidad
del flujo y puede ser crítica a la hora de controlar la carga
de líquidos. Una tubería de velocidad reduce el área de la
sección transversal de flujo e incrementa así su velocidad,
logrando la remoción de líquidos y limitando los venteos a
la atmósfera.
La Ilustración 3 muestra que el conducto para que el gas
fluya en el pozo puede ser una tubería de producción, el
espacio anular entre la tubería de revestimiento y la
tubería de producción, o un flujo simultáneo a través tanto
de la tubería de producción como del espacio anular. En
cualquier caso, un estudio del año 2004 estimó que la
velocidad del gas debe ser de por lo menos 5 a 10 pies/seg.
(300 a 600 pies/min.) para retirar en forma efectiva los
líquidos de hidrocarburos del pozo, y de al menos 10 a 20
pies/seg. (600 a 1200 pies/min.) para mover el agua de
producción. Como regla mnemotécnica, se necesita una
velocidad de 1,000 pies por minuto para retirar líquidos.
Estas cifras asumen que el caño está en buenas
condiciones, con una aspereza de la pared relativamente
baja.
La instalación de una sarta de velocidad es relativamente
simple y requiere el cálculo correcto del diámetro de la
tubería de producción para lograr la velocidad necesaria en
las presiones entrantes y salientes de la tubería de
Ilustración 4: Sistema de aspiración de ém-
producción. Una tubería de velocidad para facilitar la
remoción de líquidos puede ser desplegado con éxito en
pozos de gas de bajo volumen luego de la terminación
inicial o cerca del fin de su vida productiva. Los pozos
candidatos incluyen los marginales que produzcan menos
de 60 Mcfd. La instalación de una tubería de velocidad
requiere de un equipo de workover (reparación) para
retirar la tubería de producción existente y colocar en el
pozo la sarta de menor diámetro.
También puede utilizarse coiled tubing, cuya instalación es
más fácil y es más versátil, ya que puede usarse con
diámetros tan pequeños como de 0.25 pulg. Puede
aplicarse coiled tubing en pozos con producción de gas de
baja velocidad debido a sus características de mejor
aspereza relativa y a la ausencia de conexiones entre
caños. Los estudios indican que el coiled tubing “con
costura” tiene mejores características de elevación debido a
la eliminación de la turbulencia en el flujo, ya que la
“costura” actúa como una “paleta enderezadora”.
Sistema de aspiración de émbolo con automatización
inteligente
Se usan normalmente sistemas de aspiración de émbolo
para elevar fluidos de los pozos de gas. Un sistema de
aspiración de émbolo es una forma de elevación de gas
intermitente que utiliza la presión de gas acumulada en el
espacio anular entre la tubería de revestimiento y la
tubería de producción para empujar a un émbolo de acero y
una columna de fluido sobre éste hacia arriba por la
tubería de producción hasta llegar a la superficie. La
Ilustración 4 muestra una instalación de sistema de
aspiración de émbolo convencional en un pozo.
El funcionamiento de un sistema aspiración de émbolo se
basa en la acumulación de presión en un pozo de gas
durante el tiempo en que el pozo está cerrado (sin
producir). Dicha presión debe exceder ampliamente la
presión de la línea de venta a fin de elevar el émbolo y la
carga de fluido acumulado a la superficie contra la
contrapresión de la línea de venta. El trabajo Installing
Plunger Lift Systems in Gas Wells, (parte de la serie de
Lecciones Aprendidas), discute la instalación, ahorros de
gas y economía de los sistemas de aspiración de émbolo. El
centro del presente trabajo es los aumentos en los ahorros
de gas que se obtienen por instalar sistemas inteligentes
automáticos para manejar mejor la operación de las
instalaciones del sistema de aspiración de émbolo ya sea
en una escala de yacimiento o de cuenca.
Fuente: Chesapeake Energy
La mayoría de los sistemas de émbolo funcionan en un
ciclo de tiempo fijo a una presión diferencial
preestablecida. Sin importar cuál sea el sistema de
4
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
activación (manual, de ciclos de tiempo, o de presión
diferencial preestablecida), un mecanismo de válvula y
controlador en la superficie hacen que el volumen de gas y
la presión se acumulen en el pozo al iniciar el ciclo del
émbolo. En este punto, se cierra la válvula de superficie y
el émbolo cae al fondo del pozo. Una vez que se ha llegado
a la presión adecuada, se abre la válvula de superficie y el
émbolo se eleva hacia la superficie con su carga líquida. Si
no hay suficiente energía en el reservorio, o si hay
demasiada acumulación de fluidos, el sistema de
aspiración de émbolo puede sobrecargarse. Cuando esto
sucede, el venteo instantáneo a la atmósfera (well
blowdown) reduce la contrapresión instantáneamente
sobre el émbolo y esto usualmente le permite volver a la
superficie.
Los sistemas de control automatizados optimizan las
operaciones de descarga con el sistema de aspiración de
émbolo e impiden la sobrecarga (cuando el émbolo no
puede superar la contrapresión e ir a la superficie) y la
carga inferior (cuando el émbolo se eleva demasiado
rápido, dañando posiblemente el equipo) reduciendo o
eliminando el venteo del pozo. Los sistemas inteligentes de
control automáticos combinan software de control a
medida con hardware de control estándar, como por
ejemplo unidades de terminales remotas (RTUs) y
controladores lógicos programables (PLCs) para llevar los
ciclos del émbolo y elevar los fluidos fuera de la tubería de
producción. El componente de inteligencia artificial de un
sistema de automatización inteligente controla la presión
de la tubería de producción y de la línea para venta y hace
que el PLC “aprenda” las características de rendimiento de
un pozo (tales como promedio de flujo y velocidad del
émbolo) y construya una curva de relación de rendimiento
de ingreso de flujo (IPR) para el pozo. La frecuencia y
duración del ciclo del émbolo se modifica entonces para
Ilustración 6: Diagrama de una bomba de varillas y caballete de bombeo
Ilustración 5: Equipo típico de cabeza de pozo y
telemetría para sistemas de control automático
de un sistema de aspiración de émbolo
Upper
Traveling
Valve
Perforations
Pump barrel
#2 (middle)
Pull Tube #1
(inner)
Sucker Rods
Tubing
Rod Pump
Pump barrel
#3 (outside)
Seating Nipple
Tubing Anchor
Perforated Mud Anchor
Plunger
Barrel Stop (no-go)
Lower Traveling
Valve
Standing Valve
Gas Anchor (Dip Tube)
Water Level
Cup Type
Hold Down
Fuente: BP
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
5
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
optimizar el rendimiento del pozo.
El análisis de datos combinado con la tecnología de control
en la cabeza del pozo es la clave para un sistema
inteligente de automatización en pozos de gas. Este
sistema almacena datos de producción histórica del pozo
para aprender de la experiencia monitoreando y
analizando los datos de los instrumentos en la cabeza del
pozo. El sistema de control transfiere datos de los
instrumentos de la cabeza de pozo a una computadora
central, sigue las horas de venteo, e informa de problemas
y de pozos que estén venteando mucho, lo cual permite
manejar la producción a la medida de las necesidades.
Los componentes de un sistema de automatización
inteligente que deben instalarse en cada pozo incluyen:
 Unidad terminal remota con PLC,
 Transmisores de tubería de revestimiento y tubería
de producción,
 Equipo de medición de gas,
 Válvula de control, y
 Detector del émbolo.
Los controles automatizados en la cabeza del pozo
controlan los parámetros del mismo y ajustan los ciclos del
émbolo. Normalmente funcionan con baterías solares de
bajo voltaje. La Ilustración 5 muestra un equipo típico de
cabeza de pozo y telemetría para los sistemas de control
automatizados de un sistema de aspiración de émbolo.
También se necesita un servidor capaz de sacar y
presentar datos para registrar información en forma
continua y para transmisión remota de datos. Los
operadores configuran todos los controles y los envían al
RTU del servidor. Se necesita tiempo de ingeniería para
personalizar el software de control y optimizar el sistema.
Las prácticas operativas de campo y los protocolos deben
ser flexibles para hacer frente rápidamente a las
deficiencias de rendimiento y a los problemas operativos
del pozo.
Los socios han comprobado que el ciclo optimizado de un
sistema de aspiración de émbolo para retirar líquidos
puede disminuir la cantidad de gas venteado hasta 90+ %.
Los ahorros de emisiones de metano al reducir la cantidad
de venteos representan un beneficio importante que puede
sumar enormes volúmenes cuando se aplican en la escala
de todo un yacimiento o Cuenca.
Bombas insertables y unidades de bombeo
En las etapas posteriores de la vida de un pozo se puede
colocar una bomba alternativa o reciprocante, de
desplazamiento positivo en el fondo del pozo con una
unidad de bombeo en la superficie, para retirar los líquidos
del pozo y maximizar la producción hasta que el pozo esté
agotado (Ilustración 6). Pueden instalarse unidades de
bombeo donde haya insuficiente presión de reservorio para
operar un sistema de aspiración de émbolo. Las unidades
pueden ser controladas manualmente por el recorredor, o
pueden operarse pozos de muy bajo volumen con un
temporizador.
Las unidades de bombeo no sólo eliminan la necesidad de
ventear el pozo para descargar fluidos sino que también
extienden la vida productiva de un pozo. Las emisiones de
metano pueden reducirse aún más si se operan las
unidades de bombeo con motores eléctricos, en lugar de
con motores a gas. El requerimiento anual de combustible
para una unidad de bombeo típica es de aproximadamente
1,500 Mcf por unidad, del cual 0.5 % se emite como
metano sin quemar (8 Mcf por unidad por año).
Se necesita un equipo de reparación (workover) para
instalar la bomba insertable (rod pump), las varillas, y la
tubería de producción en el pozo. El personal debe estar
entrenado para las operaciones con bombas de este tipo, y
para el correcto mantenimiento del equipo de superficie.
Un gasto muy importante puede estar representado por el
desgaste excesivo de las varillas y la tubería de producción
en aquellos usos en los que se producen sólidos o donde la
corrosión en el pozo constituye un problema.
Un problema común con las bombas reciprocantes en los
pozos de gas es el bloqueo gaseoso de las válvulas de la
bomba insertable (rod pump), lo cual impide que la bomba
entregue el fluido a la superficie al promedio esperado. La
presencia de gas libre en la bomba de varillas bajo la
superficie disminuye la eficiencia volumétrica de la bomba
y puede impedir que el gas eleve el fluido. Esto no es un
problema que se presente en las bombas de cavidad
progresiva, ya que no hay válvulas para que haya un
bloqueo gaseoso.
Beneficios económicos y ambientales
La implementación de las diversas opciones para remoción
de líquidos y de artificial lift es una alternativa económica
y ambientalmente beneficiosa en comparación con el
venteo. El mayor beneficio es que se extiende la vida
productiva de un pozo. El alcance de los beneficios
ambientales y económicos dependerá del tipo de sistema de
6
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
artificial lift y de la capacidad de producción remanente en
el pozo. Varios de los beneficios descriptos a continuación
se logran con la aplicación progresiva de las opciones de
remoción de líquidos.
 Promedios de producción mejores y extensión de la
vida del pozo. Los sistemas de remoción de fluidos y
de artificial lift conservan la energía del reservorio y
aumentan la producción de gas. La remoción regular
de fluidos generalmente extiende la vida económica
de un pozo que está declinando, brindando
producción de gas más continua, promedios de
producción mejorados, y aumento de la recuperación
final.
 Recupera gas venteado para la venta. El evitar
los venteos recupera el valor del gas que de otra
manera iría a la atmósfera.
 Contaminación reducida. Al eliminar las purgas y
venteos, se elimina una fuente importante de metano
y de otras emisiones contaminantes del aire.
 Costos de mantenimiento más bajos y menos
tratamientos remediales. Pueden reducirse los
costos generales de mantenimiento por la eliminación
del costo de un equipo de reparación (workover) para
pistonear (swabbing) los pozos. Otros ahorros ocurren
cuando las purgas se reducen ampliamente o se
eliminan.
Proceso de decisión
La decisión de implementar cualquier tipo de opción para
remoción de líquido durante el ciclo de vida de un pozo de
gas debe hacerse cuando el valor del aumento de la
producción estimado exceda el costo de la opción de
remoción. Cuando un método de remoción se torna
Cuatro pasos para evaluar las opciones de artificial
lift:
1.
Determinar la factibilidad técnica de las diversas
opciones de artificial lift.
2.
Determinar el costo de las distintas opciones.
3.
Estimar los ahorros de gas natural y el aumento de
producción.
4.
Evaluar y comparar la economía de las opciones.
inefectivo o no económico, puede emplearse otro. Si ventear
un pozo es el enfoque actual, debe evaluarse la aplicación
de agentes espumantes, tubería de velocidad o sistema de
aspiración de émbolo antes de que las purgas de pozo se
vuelvan demasiado frecuentes, menos efectivas, y caras.
Los socios de Natural Gas STAR pueden usar el proceso de
decisión a continuación como guía para evaluar la
aplicación, seguridad, y efectividad en cuanto a costos de la
remoción de fluido y de las instalaciones de artificial lift.
Paso 1: Determinar la factibilidad técnica de una
opción para remoción de líquidos o una instalación de
artificial lift.
Deben evaluarse distintos datos y criterios para elegir un
enfoque de remoción de fluidos que sea tanto técnicamente
factible como conveniente económicamente. Estos datos
incluyen las curvas de IPR (relación de rendimiento de
ingreso); presión del reservorio, promedios de flujo de la
Ilustración 7: Ejemplo de la curva de relación
rendimiento ingreso para evaluar las opciones
de remoción de fluidos
3250
3000
2750
2500
1250
1000
750
500
250
1000
900
800
700
600
500
400
0
300
Computar la velocidad crítica del gas (promedio de flujo) a la cual el
líquido ya no puede ser elevado en la tubería de producción (ver
Apéndice) La velocidad crítica vs. la presión de flujo en la tubería de
producción puede ser construida para varios diámetros de tubing.
1500
200
3.
Monitorear las curvas de producción para cada pozo de manera
regular. Habrá carga líquida si la curva para un pozo que está
declinando se vuelve errática y cae el promedio de producción.
1750
100
2.
Construir una curva IPR y evaluar la eficiencia de producción del
pozo.
2000
0
1.
BHFP (psia)
2250
Indicadores de carga líquida en pozos de gas:
Gas Production (Mcfd)
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
7
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
producción de gas y fluido; niveles de fluido en el pozo; la
presión de surgencia deseada en el fondo del pozo y la
presión de la tubería de revestimiento; la medida de la
tubería de producción; el estado del pozo; otras
limitaciones mecánicas del pozo y de la locación de
producción; y las capacidades y entrenamiento del
personal.
El Apéndice A (Ilustración A1 y A2) muestra la relación de
Turner y la relación de Lee entre un promedio de flujo
crítico (velocidad crítica del gas) y la presión de surgencia
para varias medidas de tubing de producción. Si la relación
entre el promedio de flujo y la presión cae por debajo de
una línea que especifica la medida de la tubería de
producción de producción, el pozo no enviará los líquidos a
la superficie para la medida indicada. Si el promedio de
flujo vs. la presión cae en o por debajo de la línea para una
medida de tubing especificada, significa que el pozo
satisface o excede el promedio de flujo crítico para la
medida de tubing especificada y que el pozo puede
descargar fluidos a la superficie. Las Ilustraciones A1 y A2
pueden usarse como puntos de partida para estimar si será
efectiva una remoción de fluido o una de artificial lift. A
continuación se enumeran las consideraciones técnicas que
afectan el proceso de decisión para cada opción:
 Agentes espumantes. Los socios suelen usar los
agentes espumantes en la vida temprana de los pozos
de gas cuando los mismos comienzan a cargarse con
agua de formación y el promedio de producción de
líquido es relativamente bajo. La espuma funciona
bien si el líquido en el pozo es principalmente agua, y
el contenido de condensados menos de 50%. También
pueden usarse en combinación con otros tratamientos
de pozo que reducen la formación de sal e
incrustaciones, o pueden aplicarse en combinación
con la tubería de velocidad.
 Tubería de velocidad. Las columnas de tubería de
velocidad son adecuadas para los pozos de gas
natural con relativamente poca producción de líquido
y alta presión de reservorio. También es necesaria
una baja presión de la tubería de superficie en
relación a la presión del reservorio para crear la
caída de presión que logrará un caudal correcto. La
profundidad del pozo afecta el costo global de la
instalación, pero es normalmente neutralizada por la
presión más alta y el volumen de gas en pozos más
profundos. La tubería de velocidad también puede
ser una buena opción para pozos desviados y orificios
de pozo torcidos. Los pozos bombeados con varillas y/
o desviaciones “pata de perro” que se han tornado no
rentables debido a promedios altos de fallas y de
Contenido de metano del gas natural
El promedio de metano en el gas natural varía para el sector de
la industria. El Natural Gas STAR asume el siguiente contenido al
estimar ahorros para las Oportunidades Informadas de los socios
Producción
79 %
Procesamiento
87 %
Transporte y distribución
94 %
costos de operaciones también pueden ser candidatos
para el uso de sartas de velocidad.
El determinar la factibilidad de la instalación de una
sarta de tubería de velocidad es relativamente
simple. Se calcula una curva de la relación de
rendimiento de ingreso (curva IPR) para establecer
el régimen de flujo en la tubería de producción, como
se muestra en la Ilustración 7. El diagrama en la
Ilustración 7 muestra la relación entre la producción
de gas y la presión surgente del fondo del pozo
(BHFP). Se evalúa el flujo de gas y se desarrollan las
relaciones de velocidades para varias medidas de
tubing a fin de determinar el diámetro correcto a
usar en cada pozo. Como regla mnemotécnica, una
velocidad de flujo de gas de aproximadamente 1,000
pies por minuto es la mínima necesaria para retirar
agua dulce. Los condensados requieren de menos
velocidad debido a su densidad más baja, mientras
que la salmuera, más densa, necesita una velocidad
más alta.
Una vez que se instaló la sarta velocista, no se
necesita de ningún otro equipo de artificial lift hasta
que la presión de reservorio decline al punto en que
ya no se logren velocidades de 1,000 pies por minuto
en la tubería de producción. La introducción de un
agente espumante al fondo de una sarta de tubing
extenderá la vida útil del pozo que esté por debajo de
los 1,000 pies por minuto necesarios para elevar
agua reduciendo la densidad de la columna que está
siendo elevada. Esto sólo se aplica a agua sacada de
la tubería de producción del pozo ya que los
condensados no se ven afectados por los surfactantes.
 Automatización inteligente para pozos con
sistema de aspiración de émbolo. Los pozos
candidatos a usar sistemas de aspiración de émbolo
generalmente no tienen una presión adecuada en el
fondo del pozo para que fluya libremente hacia el
sistema colector de gas. Como las unidades de
8
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
bombeo, los sistemas de aspiración de émbolo se usan
para extender la vida productiva de un pozo. La
instalación es menos cara que las bombas de
inserción (rod pump), pero los sistemas de aspiración
de émbolo pueden ser difíciles de operar.
Las operaciones con sistema de aspiración de émbolo
dependen de ajustes manuales, en el sitio, para
sintonizar el tiempo de los ciclos del émbolo. Cuando
un sistema de aspiración de émbolo se sobrecarga, el
pozo debe ser venteado manualmente a la atmósfera
y accionar el émbolo nuevamente. Un sistema
automatizado inteligente mejora el rendimiento del
émbolo controlando parámetros tales como la presión
de la tubería de revestimiento y la tubería de
producción, el caudal del pozo y la frecuencia de los
ciclos del émbolo (tiempo de carrera). Los datos de
cada pozo van a un servidor donde los operadores los
revisan y abordan cualquier deficiencia de
rendimiento o problemas operativos. Esto ayuda a
optimizar el rendimiento del sistema de aspiración de
émbolo, mejorar la producción, y reducir el venteo.
El desempeño óptimo de un sistema de aspiración de
émbolo generalmente es cuando el ciclo del émbolo es
frecuente y está fijado para elevar hasta las más
pequeñas cargas líquidas. Las cargas líquidas
pequeñas requieren de una presión más baja en el
fondo del pozo, lo que posibilita un rendimiento de
ingreso mejor. Como sucede con la tubería de
velocidad, la velocidad deseable para que un émbolo
ascienda por la tubería de producción está en el rango
de 500 a 1,000 pies por minuto.
 Unidades de bombeo. Las instalaciones de bombas
de inserción (rod pumps) para los pozos de gas
pueden ser muy caras de instalar y de operar, pero
pueden extender la vida del pozo, aumentar la
recuperación, incrementar los réditos, y reducir las
emisiones de metano. Su aplicación en pozos de gas
debe ser diseñada cuidadosamente para asegurar la
instalación de las unidades de bombeo sin problemas,
minimizar los costos de instalación, y maximizar los
ahorros en costos operativos reduciendo el desgaste
mecánico y la necesidad de servicios al pozo.
Las consideraciones técnicas para la aplicación de
una bomba de inserción incluyen la capacidad de
bomba necesaria, la ubicación de la misma en la
profundidad del pozo, y el tipo y gravedad del fluido
en el pozo (salmuera, agua dulce, hidrocarburos,
hidrógeno, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono,
etc.). Estos factores influyen en los componentes de la
instalación de la bomba, incluyendo los materiales, la
medida y grado de la sarta de varillas, el diseño de la
bomba, la medida del motor de impulsión, la
velocidad de la bomba y la longitud de la carrera.
Entre los recursos disponibles para evaluar y diseñar
las aplicaciones de las bombas de inserción en los
pozos de gas se incluyen publicaciones del American
Petroleum Institute y de la Society of Petroleum
Engineers; vendedores de unidades de bombeo, y
modelos diseñados por computadora. En general, las
instalaciones de bombas de inserción para pozos de
gas presentan volúmenes más bajos de fluido que
para los pozos de petróleo. Los costos operativos
pueden minimizarse dimensionando correctamente el
artificial lift y bombeando tan lentamente como sea
posible
mientras
se
mantiene
agotad o
temporariamente al pozo (pump-off). También es
efectivo el uso de controladores de pump-off haciendo
coincidir el desplazamiento de la bomba con el
volumen de fluido que ingresa al pozo.
Paso 2. Determinar el costo de las opciones de
remoción de fluidos.
Los costos relacionados con las diversas opciones de
remoción de fluidos incluyen gastos de capital , de puesta
en funcionamiento, y de mano de obra para comprar e
instalar el equipo, así como los costos de operar y
mantener los sistemas.
 Agentes espumantes. Los socios informan que los
costos de capital y de puesta en funcionamiento para
instalar lanzadores de jabón van de $500 a $3,880
Ilustración 8: Aumento de producción de gas
por aplicación de agentes espumantes
—La experiencia de un socio





Un socio de Natural Gas STAR informa inyectar agente
espumante en 15 pozos usando barras de jabón.
El aumento de producción de gas de los pozos individualles creció en promedio 513 Mcf por pozo por año.
El aumento de producción anual para todo el proyecto fue
de 7,700 Mcf.
El costo total para el proyecto fue de $8,871 en dólares
del año 2010.
A precios nominales de gas de $3.00/ Mcf a $5.00/ Mcf, el
aumento de la producción varía entre rangos de $23,100
a $38,500/año y el retorno ocurre en 3 a 5 meses.
9
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
por pozo. El costo mensual del agente espumante es
de $500 por pozo, o de aproximadamente $6,000 al
año. Es decir, los costos típicos varían entre $500 y
$9,880.
$18,000 dependiendo de la complejidad del sistema
automatizado inteligente. Estos costos se sumarían a
los de la instalación del sistema de aspiración de
émbolo.
 Tubería de velocidad. Un socio informa que los
costos totales de capital e instalación son de por lo
menos $25,000 por pozo, que incluye el tiempo del
equipo de workover, las herramientas del fondo del
pozo, las conexiones de tubing y la supervisión. Otro
socio ha colocado tubería de velocidad en más de 100
pozos e informa que los costos totales de instalación
van entre $8,100 a $30,000 por pozo. Basado en las
experiencias de los socios, puede decirse que los
costos típicos variarán entre $7,000 y $64,000 por
pozo.
 Unidades de bombeo. Los costos de capital e
instalación incluyen el uso de un equipo de workover
con su personal, por aproximadamente un día,
varillas de bombeo, costos para las guías de varillas y
la bomba, y el costo de la unidad de bombeo con su
motor. Otros costos de puesta en marcha pueden
incluir operaciones de limpieza misceláneas para
preparar el pozo para que reciba una bomba y
varillas de bombeo pozo abajo.
 Automatización inteligente del sistema de
aspiración de émbolo. Dos socios reportaron haber
implementado sistemas automatizados con control
inteligente para sus sistemas operados con sistema
de aspiración de émbolo. Una operación es bastante
pequeña, consistente en 21 pozos. La segunda abarcó
toda la cuenca en más de 2,150 pozos. Se informaron
costos de $6,300 por pozo en la más pequeña, El costo
total en un período de cinco años para la más grande
es de $12,200,000 o de aproximadamente $5,700 por
pozo. Los costos típicos fluctuarán entre $5,700 y
Los socios informan que la preparación de la locación,
la limpieza del pozo, el equipo de artificial lift, y una
unidad de bombeo pueden se instalados por $41,000 a
$62,000 por pozo. El costo promedio únicamente para
la unidad de bombeo informado se encuentra en el
rango de $17,000 hasta $27,000. La mayor parte de
las compañías tienen unidades excedentes en stock
que pueden ser activadas pagando sólo los gastos de
transporte y reparación, o también se pueden
comprar unidades usadas.
Paso 3. Estimar los ahorros de las diversas opciones
de remoción de fluidos.
Ilustración 9: Comparación de los ahorros en costos y emisiones al utilizar opciones de remoción/
artificial lift informada por un socio
Enfoque de remoción
de fluido
Uso de agentes
espumantes
Instalación de
Tubería de velocidad
Controles
automatizados
inteligentes para los
sistemas de
aspiración de
eembolo1
Costos de instalación
($/pozo)
Aumento en la
producción de gas
(Mcf/pozo/año)
Emisiones de metano
ahorradas al no haber
swabbing / purga2 (Mcf/
pozo/año)
Otros ahorros en
costos potenciales
($/pozo)
$500 - $9,880
(instalación del lanzador de jabón);
$500/mes (surfactante)
365 – 1,095
178 – 7,394
$2,000
(eliminación de
swabbing del pozo)
$7,000 - $64,000
9,125 – 18,250
146 – 7,394
$2,000 - $13,200
(eliminación de
swabbing y purga )
Costo promedio informado por el
socio = $5,700 - $18,000
No informado por los
socios
(5,000 Mcf estimado
para un pozo prom. en
EEUU asumiendo un 10
-20% de aumento de
producción)
Informado por el socio =
630 – 900
(500 Mcf estimado para un pozo
promedio en EEUU asumiendo un
1 % de la producción anual)
$7,500
(reducción de costos
laborales para controlar
el sistema de
aspiración de émbolo
en el pozo)
Instalación de
$22,994
bombas de inserción
(valor de rescate al
$41,000 - $62,000
No informado
769 – 1,612
y unidades de
final de la vida del
bombeo
pozo)
1IAumento de costos y de producción, ahorros de emisiones de metano por la instalación de un sistema de aspiración de émbolo automatizado. 2Asume que el contenido de metano del gas
natural en la cabeza del pozo es 79 %, a menos que se informe lo contrario.
10
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
Los ahorros totales vinculados con cualquiera de las
opciones de remoción de fluidos y de artificial lift incluyen:
 Ingresos por el aumento de producción de gas;
 Ingresos por emisiones evitadas;
 Costos adicionales evitados, tales como costos de
tratamiento de pozo y de workover, y reducción de
combustible y energía;
 Valor de rescate.
Ingresos por el aumento de producción
El beneficio más significativo de utilizar los agentes de
espuma, una tubería de velocidad, o una unidad de bombeo
es prolongar la vida productiva del pozo por medio de
reducir la presión de abandono del reservorio e
incrementar la producción acumulada de gas. El beneficio
de automatizar un sistema de aspiración de émbolo es
optimizar el ciclo del émbolo. La mayor parte del aumento
en la producción se logra a través de la decisión inicial de
instalar sistemas de aspiración de émbolo. La instalación
de un sistema de control automatizado inteligente brinda
aumentos crecientes en la producción de gas por sobre un
sistema de aspiración de émbolo operado en forma manual
o con un temporizador, pero el beneficio más significativo
es que se evitan las emisiones de las purgas repetidas, y
se reduce el tiempo del personal necesario en el pozo.
Se evalúan las opciones de remoción de líquidos basándose
en el aumento de la producción de gas previsto en las
purgas de pozo. Para pozos cuya producción no está
declinando, se estima el aumento en la producción por
instalar una tubería de velocidad o un artificial lift
asumiendo que el promedio de producción pico luego de un
evento de purga representa el aumento del pico de
producción que se logrará luego de implementar la opción
de remoción de fluidos en el pozo.
La evaluación más común es para un pozo que ya está
experimentando una declinación en la producción. En tal
caso, es más complejo determinar el aumento en la
producción de gas a partir de implementar un método de
remoción de fluidos/artificial lift y requiere generar una
nueva curva de la producción y declinación “esperadas” que
podría resultar de reducir la contrapresión en los punzados
del pozo. Esto requiere de un análisis de ingeniería de
reservorio específico para el pozo. Se da un ejemplo de esta
situación en el Apéndice B.
Una vez que se ha estimado el aumento de producción de
gas luego de implementar un enfoque de remoción de
fluidos, los operadores pueden calcular el valor del
aumento y estimar la economía de la aplicación. La
Ilustración 8 es un ejemplo de los ingresos potenciales del
aumento de producción utilizando agentes espumantes.
Tome en cuenta que la Ilustración 8 no incluye otros
beneficios, tales como las emisiones de purga evitadas, y
los ahorros en costos operativos.
Ilustración 10: Análisis económico de la instalación de tubería de velocidad reemplazando el swabAño 0
Valor del gas por
aumento de producción1
Valor del gas por
emisiones evitadas2
Costo de instalación de la
tubería de velocidad
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
$36,500
$36,500
$36,500
$36,500
$36,500
$640
$640
$640
$640
$640
$2,000
$2,000
$2,000
$2,000
$2,000
$39,140
$39,140
$39,140
$39,140
$39,140
($25,000)
Costo por swabbing
evitado
Flujo de caja neto anual
Año 1
($25,000)
Gas valuado a $4.00/ Mcf por 9,125 Mcf/pozo (25 Mcfd) debido al aumento de producción de gas
valuado a $4.00/Mcf por 160 Mcf /pozo debido a las emisiones evitadas al eliminar el swabbing
3 Valor neto actual basado en una tasa de descuento de 10% en cinco años
Tasa Interna de Retorno = 155%
NPV (Valor neto actual)3= $112,156
Período de retorno = 8 meses
1
2 Gas
11
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
Ingresos por emisiones evitadas
Las emisiones por ventear gas a la atmósfera varían tanto
en frecuencia como en caudal, y son completamente
específicas del pozo y del reservorio. El volumen de las
emisiones evitadas reduciendo o eliminando las purgas
variará debido a las características individuales, tales
como la presión de la línea de venta, la presión estática del
pozo, el promedio de acumulación de fluido, y las
dimensiones del pozo (tales como profundidad y diámetro
de la tubería de producción y tubería de revestimiento).
Otra variable clave es la práctica normal del operario para
ventear los pozos. Algunos operadores ponen en los pozos
temporizadores automáticos. Algunos pozos son venteados
manualmente con el personal en el lugar controlando la
maniobra. En algunos casos, los pozos están abiertos para
ventear, y se los deja sin atención por horas o días,
dependiendo del tiempo que normalmente le toma al pozo
liberarse de líquidos. Los beneficios económicos de las
emisiones evitadas variarán considerablemente, y algunos
proyectos tendrán períodos de retorno sensiblemente más
bajos que otros.
Las emisiones anuales informadas atribuibles a purgas
van desde 1 Mcf por pozo hasta varios miles de Mcf por
pozo, de modo que los ahorros de emisiones atribuibles a
las evitadas variará también de acuerdo con las
características y datos disponibles de los pozos en
particular que estén siendo venteados. La Ilustración 9
muestra el rango de emisiones evitadas informadas por
varios socios luego de aplicar estrategias específicas de
remoción de fluidos y de artificial lift en sus operaciones.
Los ingresos por emisiones evitadas pueden calcularse
multiplicando el precio de venta del gas por el volumen de
gas venteado. Si no se han medido las emisiones, pueden
ser estimadas. Esto puede hacerse construyendo una curva
IPR para predecir el potencial de flujo abierto del pozo
basándose en la presión del reservorio, la profundidad, las
medidas de los tubulares, y los componentes del fluido.
Otros métodos se discuten en el Apéndice C. El volumen de
gas liberado durante una purga depende de la duración del
evento, la temperatura de la cabeza del pozo, la medida de
la línea de venteo, las propiedades del gas, y la cantidad de
Ilustración 11: Análisis económico de los sistemas de control de sistemas de aspiración de émbolo automatizados inteligentes para un yacimiento on-shore hipotético1
Año 0
Valor del gas por el aumento de
producción2
Valor del gas por emisiones
evitadas3
Instalación de RTUs en los
pozos, $
($11,000/pozo x 20 pozos)
($220,000)
Instalación del servidor/
comunicación
($50K - - $750K)
($200,000)
Costo laboral de monitoreo
evitado
($7500/pozo x 20 pozos)
Entrada de efectivo
($420,000)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
$220,000
$220,000
$220,000
$220,000
$220,000
$40,000
$40,000
$40,000
$40,000
$40,000
$150,000
$150,000
$150,000
$150,000
$150,000
$410,000
$410,000
$410,000
$410,000
$410,000
Tasa interna de retorno = 94%
NPV (Valor neto actual)4= $1,031,111
Período de retorno = 12.3meses
Asume la producción de un pozo de gas promedio en los EEUU de 50,000 Mcf/Año
valuado en $4.00/Mcf para 5,000 Mcf /pozo de aumento de producción debido a la operación optimizada del sistema de aspiración de émbolo; equivalente al 10%
de la producción para un pozo on-shore promedio en los EEUU. Asume 20 pozos en el proyecto.
3 Gas valuado en $4.00/Mcf para 500 Mcf de ahorros de gas debido a la reducción de purga/venteo; equivalente al 1% de producción de un pozo de gas promedio en los
EEUU. Asumes 20 pozos en el proyecto.
4 Valor neto actual basado en una tasa de descuento de 10 % a lo largo de 5 años.
1
2 Gas
12
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
agua producida.
En el Apéndice C figuran cuatro enfoques para estimar las
emisiones en la purga. Ninguna de ellas da un resultado
“exacto” en sentido absoluto, pero son lo suficientemente
precisas para un manejo efectivo de los pozos productores
de gas. Un enfoque de estimación de emisiones calcula el
volumen de la purga del pozo como una función del tiempo
de venteo, el promedio de producción normal, el volumen
del pozo y las propiedades del gas. Otro usa el análisis de
la presión transitoria para extrapolar el caudal de gas de
la presión en la cabeza del pozo. Otro instala un medidor
de orificio en la línea de venteo y mide el volumen
específico de venteo a lo largo del tiempo. Los promedios de
venteo resultantes expresados en Mcf/minuto se
promedian para la formación, y se extrapolan del número
inicial de pozos al resto de ellos.
Costos evitados y otros beneficios
Los costos evitados y otros beneficios adicionales dependen
del tipo de sistema de remoción de líquidos/artificial lift
aplicado actualmente en el pozo y del nuevo sistema a
implementar. Pueden incluir la omisión de tratamientos
químicos, menos trabajos de reparación (workover), costos
de combustible más bajos y costos de operación y
mantenimiento menores. Los socios que informaron el uso
de agentes espumantes para reemplazar el pistoneo
(swabbing) ahorraron
aproximadamente
$2,000
anualmente por pozo . Los socios del Programa de EPA
Natural Gas STAR que eligieron los sistemas de control
automatizado inteligentes para los sistemas de aspiración
de émbolo redujeron el costo laboral para controlar el
campo en aproximadamente $7,500 por pozo. La tubería de
Índices de precios Nelson
A fin de contabilizar la inflación en los costos de
equipos y mantenimiento, se utilizan los Índices
trimestrales, Nelson-Farrar Quarterly Cost Indexes
(disponibles en el primer número de cada trimestre en
la revista Oil and Gas Journal) para actualizar los
costos en los documentos Lecciones Aprendidas. Se
utiliza el índice “Refinery Operation Index” para
revisar costos operativos y el “Machinery: Oilfield
Itemized Refining Cost Index” para actualizar costos de
equipos.
Para utilizarlos, simplemente busque el índice NelsonFarrar más actual, divídalo por el de Febrero de 2006 y
finalmente multiplíquelo por los costos adecuados que
figuran en las Lecciones Aprendidas.
velocidad elimina el pistoneo (swabbing), las purgas y los
tratamientos químicos, cuyos costos están en el orden de
unos pocos miles de dólares llegando a más de $13,000 por
tratamiento.
Paso 4. Evaluar la economía de las opciones de
remoción de fluido.
Puede usarse un análisis de cash flow (flujo de caja) básico
para comparar los costos y beneficios de las diversas
opciones de remoción de fluidos. La Ilustración 9 es un
resumen de los costos de instalación, ahorros de gas y
reducción de pérdidas de metano asociados con el enfoque
informado por los socios de Natural Gas STAR. Los
análisis de cash flow basados en los informes reportados
por los socios y los datos pueden verse en la Ilustración 10
con respecto a la instalación de sartas de tubería de
velocidad y en la Ilustración 11 para los sistemas de
control automatizados inteligentes de los sistemas de
aspiración de émbolo.
Experiencia de socios
Esta sección hace hincapié en las experiencias informadas
por socios del Programa Natural Gas STAR con las
opciones de remoción de fluidos elegidas.
Instalación de sartas de tubería de velocidad.
Un socio informó la instalación de tubería de velocidad en
dos pozos de la Costa del Golfo durante 2008. El costo total
de la instalación en 2008 fue de $25,000 por pozo, lo que
incluyó un equipo de workover para retirar y reemplazar la
tubería de producción, herramientas de pozo, conexiones y
supervisión. Debido a la baja inflación durante los años
2008 y 2010, el costo de instalación en el 2010 es apenas
algo más alto que en el 2008.
La instalación de tubería de velocidad en estos pozos
mejoró la producción de gas de 25 Mcfd a 50 Mcfd, lo cual
significa un aumento anual de la producción de
aproximadamente entre 9,125 Mcf a 18,250 Mcf por pozo.
Además, el ahorro de eliminar el pistoneo (swabbing) del
pozo es de 160 Mcf por año por pozo. El contenido de
metano del gas en la cabeza de pozo es 91%, de modo que
la reducción estimada en las pérdidas de metano es de 146
Mcf por pozo. La tubería de velocidad también eliminó los
costos de pistoneo (swabbing) de aproximadamente $2,000
por pozo por año. La Ilustración 10 muestra un análisis de
flujo de fondos (cash flow) de la instalación de tubería de
velocidad en reemplazo del pistoneo (swabbing) de este
socio.
13
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
Instalación de sistemas de control automatizados
“inteligentes’’ en los sistemas de aspiración de
émbolo
Dos socios han aplicado este sistema. Un socio –BP– inició
un proyecto de automatización en el 2000, y en el 2001
comenzó a instalar sistemas de control automatizados en
los sistemas de aspiración de émbolo en sus operaciones en
la Cuenca San Juan. BP justificó el proyecto basándose en
los ahorros en emisiones de gas y de metano resultantes de
una reducción del 50% en el venteo de los pozos entre los
años 2000 y 2004. Para el año 2007, BP había
implementado sistemas de control automatizados en más
de 2,150 pozos equipados con sistema de aspiración de
émbolo. Esto generó un promedio de ahorros en emisiones
de metano de 900 Mcf por pozo. El costo total de los
sistemas de automatización inteligentes fue de $12.2
millones. El venteo total de gas se redujo de
aproximadamente 4 billones de pies cúbicos de gas por año
(Bcf) a aproximadamente 0.8 Bcf.
Otro socio del Programa Natural Gas STAR demostró que
un uso sustancialmente menor de controles de
automatización inteligentes en los sistemas de aspiración
de émbolo puede ser similarmente efectivo. Se implementó
el sistema en 21 pozos equipados con sistemas de
aspiración de émbolo. El ahorro total de gas es de 16,800
Mcf por año, o de 800 Mcf por pozo. Asumiendo un
contenido de metano de 79%, los ahorros anuales
estimados en las emisiones de metano son de 632 Mcf por
pozo.
En la Ilustración 9 se muestra el amplio rango de costos de
capital e instalaciones de los componentes de sistemas de
control automatizados en los sistemas de aspiración de
émbolo. El servidor y el sistema de comunicaciones
pueden ser bastante caros ($50,000 a $750,000),
dependiendo del alcance del proyecto, pero según se van
agregando más pozos equipados con sistema de aspiración
de émbolo, el costo por unidad se reduce en forma
importante. Los dos socios del Programa Natural Gas
STAR informan que los costos aproximados de estos
sistemas se encuentran entre $6,800 a $5,950 por pozo,
respectivamente. La Ilustración 11 muestra un análisis
básico de flujo de fondos (cash flow) basado en supuestos
generales acerca del aumento potencial de la producción de
gas y los ahorros en emisiones de metano para un pozo de
gas on-shore promedio en los Estados Unidos.
Instalación de unidades de bombeo en pozos que
elevan bajos volúmenes de agua
ConocoPhillips instaló unidades de bombeo en 45 pozos de
gas de baja presión en el 2003 para retirar bajos
volúmenes de agua de los pozos y evitar que se
sobrecarguen. Esta instalación eliminó los venteos de
rutina de hasta una hora por día. El beneficio principal de
instalar unidades de bombeo en estos pozos es el aumento
en la producción de gas ganado al extender la vida
productiva de los mismos. El socio informó de ahorros de
gas de 973 Mcf por pozo debido a la eliminación de las
purgas como un beneficio secundario, pero no
insignificante.
Los caballetes de bombeo en esta
instalación están alimentados por motores eléctricos en
lugar de por motores a gas natural, lo cual contribuye a
liberar menos emisiones de metano, y baja los costos de
mantenimiento.
ConocoPhillips informó de ahorros totales de gas de 43,780
Mcf para el proyecto de aproximadamente 973 Mcf por
pozo por año. A un precio nominal del gas de $4.00 a $5.00/
Mcf, corresponde a ahorros de aproximadamente $3,892 a
$4,865 por unidad, o de $175,140 a $218,900 por año para
el proyecto completo, consistente en 45 pozos. Suponiendo
un contenido de metano de 79%, este proyecto ha reducido
las pérdidas de metano por 34,586 Mcf por año.
Los costos totales de capital e instalaciones para las
bombas del pozo y las unidades de superficie se estimó en
$62,000 por pozo o el equivalente a $73,332 en dólares del
año 2010. El costo total en el 2003 incluyó $45,000 para la
preparación del sitio, el equipo en el fondo del pozo, y la
instalación, más un costo promedio de $17,000 por unidad
de bombeo. El proyecto fue expandido en los años
subsiguientes. ConocoPhillips informó un total de 100
unidades de bombeo instaladas desde el 2005 al 2007.
Durante este tiempo, el promedio de costo de instalación
informado descendió a aproximadamente $38,000 por
unidad en dólares del año 2010. Suponiendo un precio
nominal de gas de $4, sólo los ahorros en gas venteado
pagan la instalación de estas unidades en menos de 10
años.
Lecciones aprendidas
 Para pozos de gas natural, existe una progresión de
opciones para remover fluido acumulado, aumentar
la producción, extender la vida del pozo y reducir o
eliminar la necesidad del venteo.
 Las opciones para retirar fluidos acumulados en los
pozos de gas van desde la relativamente económica
aplicación de surfactantes, adecuada para pozos con
poca producción de fluido y con energía de reservorio
aún significativa, a la instalación de unidades de
14
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
bombeo y bombas de inserción en el fondo del pozo en
pozos con presión de reservorio agotada y con una
producción importante de agua.
 El mejor enfoque dependerá de en qué lugar de su
vida productiva se encuentra un pozo.
 La purga de pozo y el pistoneo (swabbing) pueden
liberar grandes volúmenes de gas natural a la
atmósfera, produciendo emisiones de metano
importantes y pérdidas de gas.
 Los sistemas de remoción de fluidos presentados en
este estudio pueden reducir la cantidad de trabajo
remedial necesario durante la vida de un pozo,
eliminar las purgas, e incrementar la recuperación de
un pozo al mismo tiempo que minimizar las
emisiones de metano a la atmósfera.
 Si un pozo está declinando en su producción, las
alternativas discutidas aquí aumentarán la
producción de gas en la mayoría de los casos, o, al
menos, frenarán la declinación.
 Este aumento en la producción de gas debe ser
considerado en los análisis de flujo de caja (cash flow)
y en los beneficios económicos futuros al evaluar las
opciones de remoción de fluidos en pozos de gas. En
la mayoría de los casos, el aumento en la producción
es el beneficio principal de implementar cualquiera o
todas las opciones presentadas.
 Los ahorros en emisiones de metano y gas debidos a
la eliminación del venteo son un beneficio secundario
pero importante, que puede cubrir todos o la mayoría
de los costos de instalación de la tecnología de
remoción de fluidos.
Referencias
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Well Testing of a Prototype Tool for in Well Enhancement of Recovery
of Natural Gas via Use of a Gas Operated Automatic Lift Pump,
October 2002, U.S. Department of Energy, National Energy
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Final Report, September 1, 2004 to December 31, 2005, DOE
Contract DE-FC26-00NT42098, Pennsylvania State University, June
2006.
Dake, L.P. 1978, Fundamentals of Reservoir Engineering, First Edition,
Elsevier, Great Britain
Devon Energy, 2006, Opportunities for Methane Emissions Reductions
from Natural Gas Production, presentation to Producers Technology
Transfer Workshop, Fort Worth, TX, June 6, 2006.
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Edition, Gulf Publishing Company, (pp. 282-284).
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Solutions from the Field newsletter, April 28, 2005, 4 pp.
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August 21, 2006, volume 104, issue 31.
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Technology, vol. 21, no. 11,Nov 1969, pp. 1475-1482.
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Greenhouse Gas Emissions and Sinks, 1990—2008, U.S. EPA #430R-10-606 (April 2010).
Wells, M., 2003, Gas Well Deliquification, Elsevier, USA
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Technical Report, May 31, 2004, U.S. Department of Energy, National
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Barry, D., 2009, Liquid Loading, ABB Total Flow presentation, May 11,
2009; http://www.afms.org/Docs/liquids/LiquidLoad.pdf
BP, 2009, Well Venting and Completion Emission Estimation, 2009 Natural
Gas STAR Annual Workshop, San Antonio, TX.
BP, 2006, Plunger Well Vent Reduction Project, 2006 Natural Gas STAR
Workshop
15
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
APENDICE A: Estimación del caudal crítico para
retirar líquidos de la tubería de producción de
producción
Promedio mínimo de elevación de fluido, Mscfd
Ilustración A1: Promedio de descarga de Turner
de un pozo productor de agua
Turner—Teoría de la gota esférica
2500
APENDICE B: Estimación del aumento de
producción en pozos declinantes
Puede utilizarse el siguiente modelo analítico sacado de
Fundamentals of Reservoir Engineering de Dake (1978)
para estimar el aumento de flujo de gas en un pozo en
respuesta a la reducción de la contrapresión en las
perforaciones retirando los líquidos acumulados. La
ecuación de ingreso en un estado semi constante es:
2 1/16" 1.751
222-1/16”
1/16"
1.7511.751
3/8" 1.995
2 7/8"
m(pavg)-m(pwf)=[(1422 x Q x T)/(k x h)] x [ln(re/rw)-3/4+S)]
x (8.15)
2.441
232-3/8”
3/8"
1.9951.995
1/2" 2.992
2000
2 2-7/8”
7/8" 2.4412.441
Donde,
3 3-1/2”
1/2" 2.9922.992
1500
m(pavg) = promedio de pseudo presión del gas real
1000
m(pwf) = flujo del pozo a pseudo presión real
Q = promedio de producción de gas
500
T = temperatura absoluta
0
0
200
400
600
800
1,000
Presión de surgencia en la cabeza de pozo, psia
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
k = permeabilidad
h = altura de la formación
re = radio del límite externo
Ilustración A2: Promedio de descarga de Lee
para un pozo productor de agua
rw = radio del orificio del pozo
Promedio mínimo de elevación de fluido, Mscfd
S = coeficiente mecánico de efecto pelicular
Lee—Teoría de la gota plana
1200
El aumento en la producción logrado por la
implementación de las diversas opciones de artificial lift
puede estimarse resolviendo esta ecuación para “Q “
calculada para un flujo retardado con fluidos en el orificio
(condiciones actuales y curva de declinación actual), y
comparando a “Q” calculada para la condición de ausencia
de fluidos en el orificio ( el artificial lift está activo y la
curva de declinación mejorada). Esta exposición pretende
ser una guía para estimar el impacto potencial de las
alternativas de remoción de fluidos, y de ninguna manera
es un sustituto de los análisis exhaustivos de la ingeniería
de reservorios para pozos específicos.
2 1/16" 1.751
22-1/16”
1/16" 1.7511.751
2 3/8"
1.995
2 7/8"
2.441
2 2-3/8”
3/8" 1.9951.995
1000
2 2-7/8”
7/8"
2.4412.441
3 1/2" 2.992
800
3 3-1/2”
1/2" 2.9922.992
600
400
200
0
0
200
400
600
800
1,000
Presión de surgencia en la cabeza de pozo, psia
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
16
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
APENDICE C: Técnicas alternativas para estimar
las emisiones evitadas al reemplazar las purgas
Cálculo detallado del volumen de venteo
Una estimación conservadora de los volúmenes de venteo
de un pozo puede hacerse usando la siguiente ecuación:
El cálculo detallado del volumen de venteo es una función
del tiempo de venteo, el promedio de producción normal, y
el “valor de blowdown (purga) del pozo” que representa el
volumen de gas en un pozo bajo una presión de línea
supuesta.
Volumen de venteo anual, Mscf/año = (0.37x10-6)*
(Diámetro de la tubería de revestimiento2)*(Profundidad
del pozo)*(Presión estática)*# de venteos anuales)
Volumen de venteo(Mcf) =
((Tiempo de venteo – 30 min)*(1/1440)* Promedio de
producción) + (Volumen de purga del pozo)
Donde, el diámetro de la tubería de revestimiento se
expresa en pulgadas, la profundidad del pozo es en pies, y
la presión estática es en psia. Si no se conoce la presión
estática, un sustituto adecuado es la presión de la tubería
de revestimiento en la superficie.
Volumen de purga del pozo (Mcf) =
(prof. del pozo*3.1416*(diám. tubería de revestimiento/2)2)
* ((pres. de la tubería de producción + pres.
atmosférica)/14.7) * (520/(Temp+460))/ Z/ 1000
Cálculo simple de volumen de venteo
Este es el volumen mínimo de gas que se ventearía a
presión atmosférica de un pozo que ha dejado de surgir a la
línea de venta debido a la acumulación de líquido en la
tubería de producción igual a la diferencia de presión entre
la de la línea de venta y la estática.
Si la presión estática es más de 1.5 veces la de la línea de
venta, como es necesario para la instalación de un sistema
de aspiración de émbolo, entonces el volumen de gas en la
tubería de revestimiento a presión estática debería ser
mínimamente suficiente para empujar el líquido en la
tubería de producción a la superficie como “flujo tapón”
cuando se reduce la contrapresión a la presión de la línea
de venta.
Los socios pueden estimar el tiempo mínimo necesario
para ventear el pozo usando este volumen y la fórmula de
flujo de gas de Weymouth (resuelta para diámetros de
caño, longitudes y caídas de presión en las Tablas 3, 4, y 5
de Pipeline Rules of Thumb Handbook, Cuarta Edición, pp.
283 y 284). Si la práctica es abrir y ventear los pozos por
un período de tiempo más largo que el calculado por estos
métodos, el Volumen Venteado Anual calculado por medio
de esta ecuación puede ser ampliado de acuerdo con la
razón entre el tiempo real de venteo versus el tiempo
mínimo de venteo calculado usando la ecuación de
Weymouth.
BP, socio de Natural Gas STAR, ha informado de tres
enfoques para estimar las emisiones por venteo y por
terminación, que incluyen: 1) una versión más detallada
del método de cálculo de volumen de venteo explicado
anteriormente, 2) un análisis de la presión temporal, y 3)
la instalación de un medidor de orificio en la línea de
venteo.
Variables:

Promedio de producción, Mcf por día

Profundidad del pozo, ft

Presión atmosférica, psia

Presión estática de la tubería de producción, psig

Temperatura del gas en la tubería, oF

Diámetro de la tubería de revestimiento de producción,
ft

Compresibilidad, Z
Una limitación del método de cálculo de volumen de venteo
es que no toma en consideración el volumen o peso de una
columna de fluido en el pozo en el momento del venteo.
Análisis de presión temporal
Este método se basa en observaciones de la presión en la
cabeza del pozo versus el caudal para un conjunto
específico de pozos, lo cual se usa para desarrollar una
expresión linear del flujo de gas versus la presión en
cabeza de pozo. Esta relación es luego aplicada a los datos
de presión temporales durante la purga para extrapolar
Mcf versus tiempo para el período de venteo, diámetro del
caño y la declinación en la presión en la cabeza del pozo
durante el proceso. Todos los datos se evalúan usando
software de análisis de datos de presión para extrapolar los
volúmenes totales venteados basándose en el tiempo de
purga, el diámetro del caño y la declinación en la presión
en la cabeza del pozo durante el proceso. Una ventaja de
este enfoque es que sí toma en cuenta la estrangulación del
fluido y es confeccionado para pozos específicos. Las
17
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
limitaciones del mismo es que no toma en cuenta los
ingresos muy importantes al reservorio y que los datos de
observación pueden no ser representativos de la formación.
Para lograr que el conjunto de datos sea más
representativo, se recomienda que los datos incluyan al
menos un punto dentro de los siguientes cinco rangos:
 P ≤ 25 psia
 25 psia < P ≤ 60 psia
 60 psia < P ≤ 110 psia
 110 psia < P ≤ 200 psia
 200 psia < P
Medición de purga en el orificio
Para este enfoque se instaló un medidor de orificio en la
línea de venteo y se midieron los caudales directamente
durante la purga. Una ventaja de este enfoque lo
constituye la precisión de los datos obtenidos, lo que
potencialmente ofrece comparaciones realistas de los
volúmenes de venteo entre tipos de pozo, terminaciones de
pozo, o formaciones productoras.
Una limitación es que los resultados obtenidos de una
‘población estudiada” o de un pequeño subconjunto de
pozos productores no son determinantes como para poder
extrapolarlos a un yacimiento más grande, los pozos
originales estudiados pueden no ser representativos de las
operaciones del yacimiento visto como un todo.
18
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas
(Continuación)
United States
Environmental Protection Agency
Air and Radiation (6202J)
1200 Pennsylvania Ave., NW
Washington, DC 20460
2011
La EPA ofrece los métodos de estimar emisiones de metano en este documento como una herramienta para desarrollar estimaciones
básicas de las emisiones de metano. Las formas de estimar emisiones de metano que se encuentran en este documento pueden no
conformar con los métodos de la Regla para Reportar Gases de Efecto Invernadero 40 CFR Parte 98, Subparte W y otras reglas de la
EPA en los Estados Unidos.
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